13. Задание: Оформление содержания рабочего проекта на строительство газовых и нефтяных скважин и журнала производства работ
14. Задание: Оформление акта испытаний резервуаров на прочность и герметичность
Алгоритм выполнения: Ознакомиться с требованиями при испытании резервуаров на герметичность и прочность. Заполнить форму акта испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум (Приложение 1).
См. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. Утверждены Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г.
Требования при испытании резервуаров на герметичность и прочность.
Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной документации требованиям проекта.
Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо закончить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить защиту (ограждение).
При проведении гидравлических испытаний необходимо разработать мероприятия по осмотру состояния резервуара, для чего:
- усилить освещение наружной поверхности стенки резервуара, особенно утора и площадки вокруг железобетонного кольца;
- организовать круглосуточную охрану резервуара для обеспечения сохранности исполнительных приборов, установок и электросетей;
- обеспечить освещение верхней бровки обвалования;
- на командном пункте организовать надежную телефонную связь с охраной и персоналом, испытывающим резервуар, или иметь специально закрепленную для этого автомашину;
- установить связь с диспетчером цехов, прилегающих к площадке резервуаров, и сообщить им о начале наполнения резервуара.
Весь персонал, принимающий участие в проведении испытаний, должен пройти инструктаж.
На все время испытаний устанавливается граница опасной зоны радиусом не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием.
Лица, проводящие гидравлические испытания, в период заполнения водой должны находиться вне опасной зоны.
Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться наливом их водой до высоты, предусмотренной проектом.
Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее, чем через 10 мин после достижения установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы должны устанавливаться вне опасной зоны или в надежных укрытиях.
При отсутствии гибкого участка трубопровода высоту первой его опоры со стороны резервуара устанавливают после окончания гидравлических испытаний.
Резервуары с металлическими или синтетическими понтонами, плавающими крышами, повышенного давления испытывают в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, Указаниях по изготовлению, монтажу, испытаниям вертикальных цилиндрических резервуаров ВСН 311-81, а также рекомендациями организаций-разработчиков проекта с учетом конструктивных особенностей.
Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин.
При обнаружении течи из-под края днища через контрольные трубки, а также при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытания прекращают, сливают воду и устанавливают причину течи. При появлении трещин в сварных швах стенки испытания прекращают и воду сливают до уровня:
- на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах от I до IV;
- до пояса V при обнаружении трещин в поясах VI и выше.
Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха выше +5 °С. При необходимости проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзанию стенок резервуара.
Герметичность кровли вертикального резервуара при гидравлическом испытании следует проверять следующим образом: залить воду в резервуар на высоту 1 м, закрыть заглушками все люки на стенке и кровле резервуара и увеличить высоту наполнения водой, создавая избыточное давление на 10 % выше проектной величины. При этом необходимо тщательно следить за показаниями U-образного манометра, так как давление может изменяться не только от подачи воды, но и от колебания температуры окружающего воздуха. В процессе испытания сварные соединения необходимо смачивать снаружи мыльным или другим индикаторным раствором.
Примечание. Избыточное давление можно создавать, нагнетая воздух компрессором.
Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить согласно ВСН 311-81 до установки уплотняющих затворов. При этом в резервуарах с плавающими крышами следует тщательно наблюдать за работой катучей лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную.
В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и «захлебываний».
Резервуары вместимостью до 20000м3, залитые водой до проектной отметки испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под нагрузкой без избыточного давления с выдержкой под нагрузкой без избыточного давления не менее 24 ч, а резервуары вместимостью свыше 20 000м3 —не менее 72 ч. Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания на поверхности корпуса или по краям днища не появится течь и уровень не будет снижаться. Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) необходимо исправить на пустом резервуаре и проверить на герметичность.
Горизонтальные заглубленные резервуары должны подвергаться испытаниям на 1,25 рабочего давления. Допускаются пневматические испытания на давление, не превышающее рабочее (СНиП II-91—77. Промышленные сооружения. Нормы проектирования).
15. Задание: Оформление акта на скрытые работы по линейным сооружениям
Алгоритм выполнения: При оформлении акта на скрытые работы по линейным сооружениям ознакомиться с п 5.2 «Диагностирование линейной части магистральных нефтепроводов» в РД-153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов».
Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов СТО Газпром 2-2.3-095-2007
Приложение 1
16. Задание: Составление дефектной ведомости и описание устранения выявленных дефектов (дефекты сварных соединений, стенки грубы, изоляции и пр.) Приложение 2
Описание причин возникновения дефектов трубопроводных систем.
Техническое диагностирование (обследование) ЛЧ МГ разделяют на функциональное (плановое), специальное и тестовое диагностирование. [Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Дата введения 2007-08-28]
Для оценки технического состояния структурных элементов ЛЧ МГ используют различные способы, виды и методы диагностирования, позволяющие получить наиболее полное представление о состоянии объекта диагностирования. При выборе способа, вида и метода диагностирования учитывают следующие факторы:
- категорию трубопровода;
- срок эксплуатации трубопровода;
- конструкционные особенности трубопровода;
- наличие нарушений охранных зон прохождения трубопровода;
- наличие структурных элементов ЛЧ МГ, относящихся к потенциально опасным и особо ответственным и сложным для диагностирования.
Способы диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ классифицируют следующим образом:
- внутритрубная диагностика с использованием внутритрубных дефектоскопов и профилемеров, роботов-дефектоскопов и оптико-волоконных средств;
- электрометрическое обследование с применением специального оборудования и приборов;
- наземные обследования с применением транспортных средств, пеших обходов, экскавации трубопроводов (шурфование), специальных обследований;
- обследование трубопроводов с применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковых систем;
- обследование подводных переходов с использованием плавательных средств;
- водолазное обследование подводных переходов трубопроводов;
- испытание трубопроводов (участков трубопроводов) гидравлическими или пневматическими способами изменения внутреннего давления;
- лабораторные исследования свойств материалов, сварных соединений, изоляционных покрытий и др., которые проводят на образцах из труб, полученных при отказах, проведении ремонтных работ, а также в тех случаях, когда это предусмотрено технологией проведения диагностических работ.
Для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяют следующие методы: акустические по ГОСТ 20415, магнитные по ГОСТ 21105, ГОСТ 21104, ГОСТ 25225 и ВРД 39-1.011-27-2001 [35], оптические по ГОСТ 23479, электромагнитные (вихревых токов) по ГОСТ 24289, внутритрубные по РД 51-2-97 [25], электрометрические по СТО РД Газпром 39-1.10-088, радиографические по ГОСТ 7512, тензометрирование, аэрокосмические, геодезические (геодезическое позиционирование), радиолокационные с применением георадаров и др.
Комплекс диагностических работ, выполняемых при функциональном диагностировании, включает:
- обнаружение на внутренних и наружных поверхностях труб, включая сварные швы, нарушений сплошности металла (прожог, расслоение, неметаллическое включение, раковина, усталостная и стресс-коррозионная трещины, коррозионная язва, задир, канавка, царапина, плена, рванина, непровар), а также вмятин, гофр, смещений кромок и пр.;
- измерение (определение) геометрических параметров дефектов;
- выявление утечек газа;
- выявление нарушений ВРД 39-1.10-006-2000* [10] и охранных зон МГ, определяемых по СНиП 2.05.06-85* [11];
- обследование состояния средств ЭХЗ и их эффективности в соответствии с ГОСТ Р 51164;
- измерение механических напряжений (деформаций) и перемещений участков газопроводов, находящихся в непроектном положении;
- обследование состояния трубопроводной арматуры;
- определение технического состояния подводных переходов в соответствии с РД 51-3-96 [22], переходов через автомобильные и железные дороги и других структурных элементов ЛЧ МГ;
- определение состояния изоляционного покрытия и глубины заложения трубопровода в соответствии с ВРД 39-1.10-026-2001 [24];
- определение возможностей прохождения очистных или измерительных внутритрубных снарядов и диагностических устройств в соответствии с РД-51-2-97 [25];
- измерение толщины стенок труб и твердости металла;
- определение дефектов геометрии трубопровода;
- оценку состояния опор, креплений и других конструктивных элементов надземных переходов;
- оценку состояния узлов приема и запуска очистных устройств;
- наблюдение за динамикой условий эксплуатации, включая замеры давления, температуры продукта и окружающей среды.
Акустические методы контроля включают:
- ультразвуковой контроль; - метод акустической эмиссии (пассивный метод); - ультразвуковую толщинометрию; - эхолотирование; - гидролокацию.
Ультразвуковой контроль - эхо-импульсный, теневой, зеркально-теневой и эхо-теневой применяют для обнаружения различных дефектов стенки трубопровода, как поверхностных, так и внутренних.
Метод акустической эмиссии используют для обследования и мониторинга технического состояния структурных элементов ЛЧ МГ. Метод акустической эмиссии применяют для обнаружения развивающихся усталостных и стресс-коррозионных трещин, непроваров, смещения кромок, подрезов, расслоений, шлаковых включений, утечек газа и др.
Фононный метод применяют для контроля развивающихся дефектов.
Ультразвуковую толщинометрию на структурных элементах ЛЧ МГ проводят для определения фактической толщины стенки трубопровода.
Метод эхолотирования применяют для определения глубины водоема в русловой части, составления карты рельефа дна и выявления интервалов возможного оголения и провиса подводных трубопроводов.
Гидролокацию бокового и секторного обзора проводят при обследовании подводных переходов для выявления интервалов возможного оголения и провиса трубопроводов в русловой части.
Акустическую тензометрию используют для определения НДС структурных элементов ЛЧ МГ.
Магнитные методы контроля ЛЧ МГ включают следующие разновидности: магнитопорошковый, магнитографический, магнитоферрозондовый, индукционный, магнитной памяти металла и бесконтактную магнитометрическую диагностику.
Магнитопорошковую дефектоскопию проводят для обнаружения как локальных, так и распределенных поверхностных и подповерхностных дефектов.
Магнитоферрозондовый, магнитографический и индукционный методы контроля используют для индикации дефектов в намагниченном объекте контроля, включая индикацию дефектов в сварных швах.
Метод магнитной памяти фиксирует магнитные аномалии на объекте контроля.
Бесконтактную магнитометрическую диагностику проводят для обследования технического состояния ЛЧ МГ с целью выявления наиболее напряженных и предрасположенных к повреждениям зон.
Оптический метод применяют для обнаружения поверхностных дефектов различных типов: трещин, механических и коррозионных повреждений, нарушений сплошности защитных покрытий, течей.
Внутритрубную дефектоскопию проводят для обнаружения следующих дефектов: вмятин, гофр, сплющивания, складок металла, овальности, коррозии, эрозии, нарушения сплошности металла трубы и сварных швов, усталостных и стресс-коррозионных трещин и др.
Электрометрический метод применяют для определения состояния изоляционного покрытия: определяется сопротивление изоляционного покрытия, места нарушения его сплошности, изменения физико-механических свойств.
Радиографический метод применяют для НК сварных швов газопроводов, для обнаружения металлургических дефектов в стенке трубы, дефектов сварки и коррозионных повреждений.
Для оценки НДС и эксплуатационных параметров газопровода (внутреннего давления и температуры) применяют средства мониторинга НДС участка МГ, такие как интеллектуальные вставки, ультразвуковые системы, струнные датчики и др.
Результаты геодезического позиционирования используют для создания цифровых векторных карт различных масштабов вдоль МГ, а также для оценки НДС.
Аэрокосмические методы используют для получения информации о процессах взаимодействия МГ с окружающей средой на больших территориях в контрольных точках, а также по всей трассе МГ. Для диагностирования ЛЧ МГ применяют фотографическое, в том числе многозональное, нефотографическое (тепловая инфракрасная, микроволновая, сканерная, телевизионная, лазерная, радиолокационная съемка) и аэровизуальное обследование.
Информацию, получаемую аэрокосмическими методами, используют:
- для оценки технического состояния МГ по материалам повторных аэрофотосъемок трасс;
- прогнозирования процессов разрушения обвалования и обнажения газопроводов для выработки рекомендаций по ремонту;
- оценки степени устойчивости ландшафтов к техногенным воздействиям при строительстве и эксплуатации газопроводов;
- оценки влияния природной среды на состояние МГ;
- создания карт оценки местности по природно-техническим условиям эксплуатации.
Для обнаружения на трассе газопровода пустот, грунтовых вод, ледяных линз, подземных водотоков и определения уровня обводненности и расстояния от верхней образующей трубы до дневной поверхности земли используют радиолокацию с применением георадаров.
Программа ГАЗНАДЗОР-ОД-СС (ООО «Газнадзор» - Отдел диагностики технического состояния объектов (Отдел диагностики) - срок службы) рассчитывает оценку прогнозируемого срока безопасной эксплуатации дефектных труб после их ремонта, а также прогнозируемый срок безопасной эксплуатации труб, отремонтированных контролируемой шлифовкой, и труб с дефектами продольных сварных швов, не требующих устранения. Программа оформлена в виде файла ss-r.xls Microsoft Excel 2000, для ее реализации на компьютере должна быть установлена русскоязычная версия этого табличного редактора.
Информация о наличии дефекта выдается по мере обработки результатов исследования в виде экспресс-отчета. Экспресс-отчет должен включать предварительную информацию о наиболее опасных дефектах, оформленную в виде таблицы (Приложение 2).
Главной причиной появления дефекта является отклонение рабочего параметра от его нормативного значения, задаваемого, как правило, обоснованным допуском
Дефекты линейной части магистральных нефтепроводов подразделяются по виду: дефекты изоляционных покрытий; дефекты трубы; дефекты, связанные с изменением проектного положения трубопровода, его деформаций и напряженного состояния.
Дефекты трубы по степени опасности классифицируются по двум категориям: дефекты подлежащие ремонту (ДПР); дефекты первоочередного ремонта (ПОР).
В качестве критерия опасности дефекта приняты величина разрушающего давления на уровне испытательного давления и геометрические параметры.
Параметры, по которым классифицируют дефекты трубы, приведены в таблице 1.
Таблица 1
Классификация дефектов по очередности ремонта
Описание дефекта | Дефекты, подлежащие ремонту (ДПР) | Дефекты первоочередного ремонта (ПОР) |
Дефект геометрии без дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам | Глубиной, равной или более 3,5 % диаметра трубы | |
Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву или расположенный на сварном шве | Глубиной более 6 мм | Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы |
Дефект геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной, потерей металла | Все дефекты | Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы, но не менее 6 мм |
Потеря металла (внешняя и внутренняя) | Глубиной равной или более 20 % от толщины стенки трубы | Глубиной, равной или более 50 % толщины трубы. |
Опасные по результатам расчета на статическую прочность | ||
Риска, царапина, задир | Все дефекты | Глубиной, равной или более 0,2 мм |
Трещины по телу трубы или в сварном шве | — | Все дефекты |
Расслоение | Опасные по результатам расчета на статическую прочность | |
Расслоение в около- шовной зоне | Размером более 20 мм вдоль продольного и спирального швов в зоне 10 мм от линии сплавления и размером более 3,2 мм вдоль кольцевого шва в зоне 25 мм от линии сплавления | То же |
Расслоение с выходом на поверхность | Все дефекты | |
Аномалия поперечного шва | Суммарной длиной по окружности, равной или более 1/6πДн | Суммарной длиной по окружности равной или более 1 /3πDн |
размерами, превышающими допустимые значения по СНиП Ш-42 - 80 и ВСН 012 - 88 | Опасные по результатам расчета на статическую прочность | |
Несплошность плоскостного типа поперечного шва | Суммарной длиной по окружности, равной или более 1/6πДн | |
Несплошность плоскостного типа поперечного шва | Размерами, превышаю- щими допустимые значе ния по СНиП Ш-42-80 и ВСН 012-88 | Опасные по результа там расчета на статиче скую прочность |
Смещение поперечно го шва | Размерами, превышаю- щими допустимые значения по СНиП Ш-42-80 и ВСН 012-88 | Глубиной, равной или более 25 % толщины стенки трубы, и длиной по окружности трубы, равной или более 1/ЗπДн. Опасные по результатам расчета на статическую прочность |
Аномалия продольного (спирального) шва | Один дефект длиной по оси трубы более 13 мм надлине 150 мм по оси трубы или два дефекта длиной по оси трубы более7 мм на длине 150 мм пооси трубы | Длиной по оси трубы, равной или более 2√Dн t Опасные по результатам расчета на статическую прочность |
Несплошность плоско- стного типа продоль- ного (спирального) шва | Глубиной равной или бо лее 10 % от толщины стенки трубы | Длиной по оси трубы, равной или более 2√Dн t при любой глубине. Опасные по результа- там расчета на статическую прочность |
Смещение продольно- го (спирального) шва | Глубиной равной или бо лее 10 % от толщины стенки трубы | Длиной по оси трубы, равной или более 3√Dн t при любой глубине смещения. Опасные по результатам расчета на статическую прочность |
Рисунок 1 - Схема формирования перечня характерных дефектов, отклонений от проектных решений, нарушений охранных зон и нарушений правил эксплуатации МГ
Согласно СНиП2.04.05 при срабатывании газосигнализаторов в помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция.
17. Задание: Оформление акта на подготовленность оснований траншей или опор
18. Задание: Оформление акта на выполнение переходов и пересечений
19. Задание: Оформление акта на укладку в траншею и засыпку трубопровода, фактическую раскладку труб по маркам стали и толщине стенок с указанием пикета и километра